miércoles, 30 de septiembre de 2015

YPFB comparte buenas prácticas en los procesos de contrataciones con petroleras

YPFB recogió y compartió las mejores prácticas en materia de contrataciones con las empresas petroleras de Latinoamérica, durante el Foro Procura de Petroleras Latinoamericanas- GPL10 desarrollado en Bogotá Colombia, informó la Gerente Nacional de Contrataciones de la estatal petrolera, Andrea Oporto Ríos.

Yacimientos se encuentra en una etapa de construcción y estandarización de procedimientos de contratación, en busca de eficiencia con transparencia.

El grupo de trabajo de la empresa estuvo focalizado en la gestión integral de proveedores, gestión por categorías, catalogación y modelos de gestión de contrataciones, contando con iniciativas que serán trabajadas durante la gestión mediante reuniones virtuales.

Entre otras decisiones que se tomaron en el evento internacional está el acceso de YPFB al Centro de Capacitación Virtual de Pemex, referido a la cadena de abastecimiento.

martes, 29 de septiembre de 2015

Surtidores pedirán tener a sus guardias armados

Desde la Asociación de Surtidores Privados de Santa Cruz (Asosur) han manifestado su preocupación por los constantes atracos violentos que vienen sufriendo. En ese sentido, su gerente general, Susy Dorado, reiteró el pedido de contar con una norma que permita a los guardias de seguridad de las estaciones de servicio portar armas de fuego durante sus tareas de vigilancia.

El pasado fin de semana un guardia de seguridad de un surtidor recibió un balazo en el brazo al intentar impedir un atraco. El hecho quedó grabado por las cámaras de vigilancia del proveedor de carburantes.

“La ley no permite a los guardias tener armas de fuego. Estamos solicitando que esta ley se modifique para que nuestros guardias puedan resguardar armados las estaciones de servicio”, señaló Dorado.

Asosur manifiesta que en los próximos días se reunirán con la asociación de guardias de vigilancia que prestan el servicio de seguridad, el objetivo es analizar las medidas a tomar en cuanto a la modificación de la ley y el grado de capacidad de la gente para cumplir este trabajo.

Las estaciones de servicios cuentan con cámaras de vigilancia; sin embargo, este dispositivo no frena la delincuencia.

La gestión de YPFB se pondrá a tono global



YPFB se pondrá a la par de las grandes petroleras del mundo con la implementación de un sistema que permitirá optimizar, impulsar y dinamizar la gestión administrativa de sus empresas y afiliadas.

El “ERP-SAP Vertical Oil & Gas” es un software alemán que le permitirá a la petrolera estatal una transparente y eficiente administración corporativa, con crecimiento y sostenibilidad a largo plazo, informó Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

La implementación del nuevo sistema se realizará en varias fases. La primera, denominada Proyecto Pulso, abarcará los módulos convencionales del ERP (planificación de los recursos empresariales); las siguientes comprenderán módulos específicos de administración de la cadena de gas y petróleo, así como parte de las finanzas, logística y presupuestos de la petrolera estatal.

Un equipo de 50 funcionarios de YPFB implementará la Fase 1 en los próximos 12 meses, en trabajo conjunto con consultores de la española Idom, contratada para el proyecto vía convocatoria internacional. Las primeras subsidiarias que contarán con este software son Andina y Refinación.

El sistema ERP-SAP es usado actualmente por empresas como la angloholandesa Shell, la rusa Gazprom, la francesa Total, la brasileña Petrobras y la venezolana PDVSA.

YPFB informó que tiene un plan para invertir $us 30.197 millones en el periodo 2015-2025, 31% de los cuales se usarán en exploración, 25% en explotación y 23% en industrialización.

Venta de GLP en surtidores obtiene resultados positivos

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) destacó los resultados del mecanismo de venta de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en las estaciones de servicio privadas y de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), porque permitió mantener a la población abastecida del combustible durante la época de invierno, cuando sube la demanda por este producto.
El director ejecutivo de la entidad reguladora, Gary Medrano, manifestó que cada año en el periodo de invierno la demanda de GLP se incrementa en alrededor del 15%. Por ello, para esta gestión la ANH decidió implementar la comercialización del combustible en los surtidores de gasolina, diésel y GNV.
"Esa medida de vender GLP, garrafas, en las estaciones de servicio ha funcionado de forma espectacular para pasar este invierno; no hubo ninguna queja”, remarcó el ejecutivo de la ANH.
Medrano añadió que ahora que se ingresó a la estación de la primavera y que mejoró el clima, se analizará si aún es necesaria la venta del GLP en las estaciones de servicio del sector privado. De todas maneras, remarcó que se mantendrá la comercialización del producto en los surtidores de YPFB.
El GLP es considerado un combustible muy especial, dijo el director de la ANH, porque su uso está principalmente destinado a los hogares, a "las amas de casa”. En este sentido, indicó que si se requiere incidir en la venta del combustible en los surtidores, se lo hará, todo con la finalidad de que el producto no falte a la población y sea de fácil acceso.
La demanda de GLP en la ciudad de La Paz alcanza a 30.000 garrafas por día y en el área rural es hasta 8.000 por día.
El 19 de mayo la ANH aprobó una resolución que autoriza que YPFB venda GLP en puestos fijos para así evitar la comercialización de garrafas en las tiendas de abarrotes, donde no hay el debido manejo ni seguridad.
Para ello, YPFB impulsó la construcción de jaulas anexas a las gasolineras, con la superficie necesaria para almacenar de 200 a 300 garrafas.

Santa Cruz podría duplicar producción de gas hasta 2019

Con la inversión entre el 2015 y 2019 de alrededor de $us 3.657,64 millones, el Gobierno, a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), apunta a duplicar la producción de gas natural en Santa Cruz de 10,4 millones de metros cúbicos día (MMmcd), que es actualmente a 21 Mmmcd, hasta 2019.

"De los 60 millones de metros cúbicos que actualmente producimos a nivel nacional, 10,4 MMmcd sale de Santa Cruz. Con la planta de Incahuasi que entrará a producir, en su primera fase, en julio 2016 se proyecta llegar a una producción de 21 MMmcd al 2019", explicó Luis Alberto Sánchez, ministro de Energía e Hidrocarburos.

Lo intensivo en inversión. Según los datos brindados por la cartera hidrocarburífera, de las inversiones previstas para Santa Cruz, el propósito es desarrollar en exploración una inversión de $us 1.4546 millones. En tanto en explotación se proyecta $us 1.298,8 de inversión y el resto de las cifras se concentrarán en transporte, refinación, plantas e industrias, distribución, entre otros.

"Con las proyecciones de inversión se garantiza un desarrollo de este departamento. Si es que aplicamos el plan inmediato de exploración con la próxima ley de incentivos y desarrollando la segunda fase de inversión en Incahuasi, casi el 50% de la producción nacional de gas del país tendría que salir de Santa Cruz", precisó.

Desarrollo. La agenda señala que un tercio de las 63 áreas previstas para exploración del país se hará en Santa Cruz, en el marco de 86 proyectos exploratorios que se espera desarrollar hasta el 2019.

Apuntes
En el tema eléctrico de la región

Producción. El Gobierno espera desarrollar mayor inversión, dado que la región es la que posee mayor capacidad de generación de energía eléctrica. Para ello se prevé la ampliación del ciclo combinado de Warnes, el Proyecto Rositas en Río Grande se entregará el 2016, en la misma cuenca se prevé otros proyectos hidroeléctricos en siete sitios, con lo que en los próximos 10 años se espera alcanzar un riego de 200 mil hectáreas de tierra agrícola.

Generación. El objetivo para arribar a la óptima generación de energía al 2025 es llegar a 3.000 MW (megavatios) de energía. Los recursos serán financiados con apoyo externo, en algunos con llave en mano.

Cae la producción de crudo, gas y GLP en dos últimos años 

Cayó la producción de gas, crudo y gas licuado de petróleo (GLP) en el transcurso del 2012 y la gestión pasada, se informó desde la Dirección de Hidrocarburos de la Gobernación de Cochabamba.

En 2012, la producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en Cochabamba alcanzó las 71.566 toneladas métricas, sin embargo, la gestión pasada solo llegó a las 56.017.

Lo propio sucedió con la producción de gas natural, que solo fue de 24.781.817 millones de BTU’s (unidades térmicas británicas) la gestión pasada. Eso es equivalente a 7.594.979 millones de BTU’s menos que en 2012.

Finalmente, el crudo pasó de 2.117.111 barriles en 2012, a 1.900.208 el año pasado (10.2 por ciento ).

AFECTACIÓN De entre toda la producción hidrocarburífera, la caída más radical fue la del gas natural, que -respecto al 2012- se redujo en más de un 30 por ciento el año pasado, informó el director de Hidrocarburos de la Gobernación de Cochabamba, Óscar Covarrubias.

SITUACIÓN SIMILAR Pese a que a estas alturas del año no se puede hacer referencia a la producción total del 2015, aparentemente el panorama no mejorará.

Según un informe parcial de la producción hidrocarburífera registrada en Cochabamba entre enero y abril de 2015, se generó más de 7 millones de BTU’s de gas natural.

Mientras que el GLP alcanzó las 17.767 toneladas métricas y el crudo los 543.811 barriles.

RECORTES Además de que la producción hidrocarburífera en Cochabamba redujo durante los últimos dos años, el presupuesto por concepto de Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) que se pensaba percibir en 2016 también disminuyó.

Según Covarrubias, el presupuesto de la Gobernación del 2016 disminuyó en un 27.34 por ciento respecto al 2015.

Esta medida, que por instrucción gubernamental también se aplicó en el resto de los gobiernos departamentales y municipales del país, responde a la baja en el precio del barril del petróleo.

Covarrubias explicó que el presupuesto de la Gobernación para 2016 se calculó considerando que el barril de petróleo alcanzaría los 45 por unidad.

ACCIONES Para paliar esta situación, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) invierte esta gestión 33 millones de dólares en trabajos de exploración.

Datos.

Mes

La Dirección de Hidrocarburos de la Gobernación tiene un registro mensual de la producción hidrocarburífera en Cochabamba.

Los datos señalan que en enero de 2015, el departamento generó 137.877 barriles de crudo.

Ese mismo mes se sobrepasó el millón de BTU’s de gas natural y se logró 4.317 toneladas métricas de gas licuado de petróleo (GLP).

2013

El año 2013, respecto al 2014, Cochabamba producía más hidrocarburos.

Por ejemplo, la producción de gas licuado de petróleo alcanzaba las 69.627 toneladas, pero el 2014 solo fueron 56.017.

Menos de 100 millones

Debido a la disminución en el precio del barril de petróleo, Cochabamba perderá 100 millones de dólares el 2016, Esa cifra que engloba los presupuestos de la Gobernación y la Alcaldía, especificó recientemente el presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales.

Menos afectado

El departamento menos afectado con la reducción presupuestaria que se realiza debido al alza en el precio del petróleo es La Paz, pues solo le asignarán 4 por ciento menos recursos económicos por concepto de regalías.

Fideicomiso

Para que la reducción presupuestaria no afecte a gobernaciones y alcaldías, el Gobierno ofreció préstamos.

YPFB anuncia inversión de $us 12.000 millones en Santa Cruz de la Sierra

El Gobierno anunció inversiones por más de $us 12.000 millones en la próxima década en el departamento de Santa Cruz. En el Taller de Elaboración de la Agenda Energética de Santa Cruz 2015-2025, realizada este lunes en oficinas de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía, participaron el titular del sector, Luis Alberto Sánchez, el presidente de YPFB, Guillermo Achá, la presidenta de la entidad, Claudia Cronenbold, además del presidente de Ende, Eduardo Paz.

INVERSIONES

Sánchez aseguró una inversión hasta 2025 para el sector eléctrico en el departamento de Santa Cruz de $us 9.184 millones que contemplan la ampliación e implementación del ciclo combinado en la termoeléctrica de Warnes, incorporación de ciclos combinados en la planta termoeléctrica Guaracachi, hidroeléctrica Rositas, tres proyectos eólicos y otros estudios en la Cuenca Río Grande.

CAPACIDAD INSTALADA

“Santa Cruz en la actualidad es uno de los departamentos con mayor potencia instalada, aproximadamente representa el 33% de todo el país”, resaltó el Ministro Sánchez.

Hasta el 2025, se está planificada la ampliación de la termoeléctrica de Warnes que costará alrededor de $us 406 millones; en los Ciclos Combinados de Guaracachi se invertirán $us 86 millones; para la hidroeléctrica Rositas, que se encuentra en la Cuenca del Río Grande, la inversión será de $us 1.000 millones; en la Cuenca del Río Grande también existen varios otros proyectos( La Pesca, Jatun Pampa, Seripona, Cañahuecal, Las Juntas, Ocampo, Peña Blanca y Pirapo), que en conjunto las inversiones ascenderán a los $us 7.500 millones; las inversiones en las plantas eólicas de Warnes, San Julián y El Dorado suman $us 264 millones.

HIDROCARBUROS

También informó que para los próximos 10 años arribó a importantes conclusiones, entre ellas que las inversiones en hidrocarburos entre 2015 y 2019 ascenderán a los $us 3.657,65 millones, que serán destinados a toda la cadena de hidrocarburos.

“$us 1.454,6 millones estarán destinados a la exploración de áreas en Santa Cruz; $us 1.298,8 serán invertidos en explotación”, explicó la autoridad, este lunes en la ciudad de Santa Cruz a momento de dar las conclusiones a las que se arribó en el taller.

lunes, 28 de septiembre de 2015

YPFB explora petróleo y gas fuera de Takovo Mora

El presidente en ejercicio, Álvaro García Linera aclaró que las tareas de exploración de petróleo en la Tierra Comunitaria de Origen (TCO), Takovo Mora, en el departamento de Santa Cruz no se realiza al interior de esta jurisdicción, sino fuera de ella, en área privada.
“Saben las autoridades, que el pozo exploratorio que estamos haciendo se encuentra en propiedad privada, por lo tanto ahí no corresponde la consulta ni participación porque la ley así lo dice, la Constitución Política del Estado así lo establece”, remarcó la autoridad de Estado el pasado sábado en ocasión de la entrega de viviendas en la comunidad de Yatirenda”, remarcó.
La explicación del Mandatario responde a la inquietud de indígenas guaraníes de la TCO, Takovo Mora que en agosto pasado demandaron a la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Chaco, realizar consultas previas para la explotación de pozos que estarían en dicho territorio.
En ese mismo contexto, García Linera adelantó que si en esa área se encuentra gas o petróleo se tendrán que perforar otros dos pozos, y aseguró que para eso se realizará la consulta y participación a las comunidades.
Además, sostuvo que si se encuentra gas o petróleo, necesariamente se tendrán que instalar tuberías para su transporte para lo cual también comprometió la realización de la consulta y participación respectiva en el marco de las normas en vigencia, además de la Ley Fundamental.
García Linera aseveró que sí se obtienen recursos económicos por esas reservas se los va distribuir a la comunidad para la ejecución de proyectos productivos porque la plata es para el pueblo, para las comunidades.
“Nos ha dado mucha pena lo que ha pasado hace un mes, pero ustedes saben, conocen las autoridades que el pozo exploratorio no está en la TCO, sino en propiedad privada, por lo tanto no corresponde la consulta y participación”, manifestó el Mandatario.
Según datos de la Asamblea del Pueblo Guaraní, la capitanía Takovo Mora tiene una población de 2.401 personas que conforman 404 familias.

Con 140 vehículos inicia la conversión a GNV de 2015

A partir de hoy lunes arrancan las conversiones de vehículos a Gas Natural vehicular (GNV) de la gestión 2015 y que está a cargo de la Gobernación, según informó el director del programa GNV, Javier Zenteno.

El director del programa informó que luego de haber revisado las carpetas de propietarios que quieren acceder al programa, se identificó al momento 140 carpetas aprobadas; sin embargo prevé que durante el día, se incrementen a 150 aproximadamente. El cupo para Cercado, será de 300 motorizados para este año.
El programa GNV, en su sexto año, presenta una disminución de solicitudes y por ello se tiene presupuestada la conversión de 1.500 en todo el departamento, cuando el pasado año se tuvo 1.400 conversiones.
El presupuesto del programa del 2015 es de 7 millones de bolivianos para atender las solicitudes de todo el departamento. A esta cifra suman sus contrapartes las subgobernaciones de Yacuiba y Villa Montes. En estas regiones, antes de la transición de mandato, se realizaron 640 conversiones.
En cuanto a los precios de los kits mecánicos para adaptar los vehículos a gas, existen de 750, 850 y de 950 dólares, para motores a carburador o inyección, con cilindros de almacenaje de gas de 10 a 15 metros cúbicos, capacidad que depende del tamaño y el motor del vehículo.
Zenteno indicó que cualquier interesado puede acercarse a las oficinas del GNV para solicitar información sobre los requisitos, y dijo que uno de los más importantes es que el carnet de propiedad y el Registro Único para la Administración Tributaria (RUAT), estén a nombre del beneficiario, para evitar la pérdida de aportes al fondo rotatorio.
Los vehículos que serán priorizados en los talleres de conversión son los de transporte público, ya que en las carpetas aprobadas se tienen beneficiarios de asociaciones y federaciones de transporte, además de solicitudes de vehículos particulares.

sábado, 26 de septiembre de 2015

Separadora de líquidos generó $us 316 millones

La planta separadora de líquidos de Río Grande, ubicada en Santa Cruz, generó más de $us 316 millones para el Estado boliviano en dos años de operación, informó el miércoles el vicepresidente Nacional de Operaciones de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Gonzalo Saavedra.

Saavedra precisó que $us 38,2 millones provienen de la exportación de Gas Licuado de Petróleo (GLP), $us 40,8 millones de su comercialización en el mercado interno y $us 19,1 millones de la venta de gasolinas (estabilizada e isopentano). El informe de ABI no señala los costos de operación de la planta.

SUBVENCIÓN

“Estas importantes cifras se complementan con el mayor beneficio de haber conseguido la eliminación de la subvención e importación de GLP, estimada en 218,3 millones de dólares que fueron ahorrados al Estado desde el inicio de operaciones de la Planta (Río Grande), que hoy cumple dos años al servicio de todos los bolivianos”, remarcó Saavedra, citado en un boletín de YPFB.

DEMANDA INTERNA

YPFB destinó 74,8% de la producción de GLP de la Planta Río Grande para cubrir la demanda interna, y el excedente, cuantificado en 59.588 toneladas métricas (25,2% de la producción), para cubrir los compromisos de exportación.

La Planta Río Grande está ubicada en el municipio de Cabezas, provincia Cordillera del departamento oriental de Santa Cruz, y es capaz de procesar 200 millones de pies cúbicos día de gas natural, para producir 365 toneladas métricas día de GLP, 190 barriles día de gasolina estabilizada y 440 barriles día de isopentano.

viernes, 25 de septiembre de 2015

Estados Unidos Reservas del crudo bajan más de lo previsto

Las reservas de petróleo de Estados Unidos bajaron algo más de lo previsto en la última semana, informó el Departamento de Energía.

En la semana cerrada el 18 de setiembre, los stocks se redujeron en 1,9 millones de barriles y quedaron en 454 millones. Analistas consultados por la agencia Bloomberg habían estimado un repliegue de 1,25 millones de barriles y la organización American Petroleum Institute (API) había calculado una merma de 3,7 millones de barriles.

La producción estadounidense interrumpió seis semanas consecutivas de baja con un leve aumento de 19.000 barriles por día a 9.136 millones. Las reservas de la terminal petrolera de Cushing, referencia para el precio del crudo WTI, bajaron 500.000 barriles a 54 millones.

Las refinerías redujeron su ritmo de contradicción al funcionar al 90,9% de su capacidad contra 93,1% de la semana anterior.

En Santa Cruz: YPFB cuenta con 42 planes exploratorios

En el marco de un Plan Inmediato de Exploración, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) procederá con 42 proyectos exploratorios en 26 áreas del departamento de Santa Cruz. El proceso debe realizarse hasta 2021.

La mayoría de las zonas donde se realizarán los proyectos exploratorios se encuentran dentro de una zona tradicional de hidrocarburos cruceña, donde se estima hay potencial de petróleo, gas y condensados, refiere un boletín de prensa de la estatal petrolera.

ÁREAS

Algunas de las áreas a explorar son el pozo Itaguazurenda, cuya perforación debe comenzar en diciembre próximo; La Muela - X1, que posee características de reservorio por su capacidad para almacenar hidrocarburos; Boquerón Norte, donde hay certeza de volúmenes importantes de petróleo; área Río Grande, que se encuentra en evaluación; Muchiri en Carohuaicho 8A, y Los Huesos Profundo.

A esas áreas se incorpora también el Dorado Oeste X1001 y X1007, cuyas actividades de perforación se encuentran en actual ejecución. “Petrobras, PESA y Pluspetrol desarrollan actividades exploratorias en las áreas Cedro, Caranda y Tacobo, respectivamente con expectativas importantes de descubrir hidrocarburos gaseosos y condesados”, cita la nota de prensa.

CONSUMO

El departamento es el mayor consumidor de diésel y gasolina especial del país con una participación de 38 y 33%, respectivamente, señala el boletín estadístico, con información de enero a junio, de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

El volumen promedio comercializado de diésel se incrementó en 1,88% respecto al primer semestre de 2014. La comercialización de este combustible se centralizó principalmente en los departamentos de Santa Cruz (38.43%), La Paz (18,26%) y Cochabamba (16,43%), representando estos tres departamentos el 73,12% del consumo total, señala YPFB.

jueves, 24 de septiembre de 2015

Umopar se incauta de gasolina que iba hacia la frontera

Una patrulla de Umopar de San Ignacio se incautó de 360 litros de gasolina que se transportaban en un bus de la flota Trans Matieño. El carburante fue cargado en la ciudad capital y tenía como destino la población boliviana de San Matías, frontera con Brasil, donde se comercializa a Bs 10 el litro.

El combustible estaba hábilmente camuflado en complicidad con el chofer del bus que cubre la ruta Santa Cruz-San Ignacio-San Matías, poniendo en peligro la vida de los pasajeros.

El operativo de los agentes antidroga se realizó la madrugada del miércoles en la carretera que vincula San Ignacio de Velasco con San Matías. El fiscal antidroga abscrito a la Fuerza Especial de Lucha Contra el Narcotráfico, José Luis Flores, dijo que se detuvo a la ciudadana Basilia Vela Otondo, natural de Potosí, de 40 años, que acreditó ser la dueña del carburante que llevaba en 6 bidones de 30 litros cada uno y tres bidones de 60 litros para ser revendidos en San Matías.

El fiscal Flores sostuvo que está prohibido y penado por la Ley 100 referida al transporte, comercialización y contrabando de carburantes, por lo que ella será presentada en las próximas horas ante el juez cautelar de la provincia Velasco, Ismael Burgos

YPFB programa 42 exploraciones en Santa Cruz

El Plan Inmediato de Exploración para el departamento de Santa Cruz considera actividades en 26 áreas exploratorias en las que se visualizó 42 proyectos de exploración que se desarrollarían hasta el 2021.
Varios de estos prospectos se ubican en la Zona Tradicional de Hidrocarburos cuyo potencial está asociado a la presencia de petróleo, gas y condensados, lo que convierte a Santa Cruz en una promesa para el país.
Áreas del Plan de Exploración
Itaguazurenda (ITG-X3). En diciembre se tiene planificado el inicio de la perforación del pozo Itaguazurenda, proyecto que ha sido conceptualizado y desarrollado 100% por YPFB Casa Matriz después de más de 20 años sin tener actividades operativas de perforación. A esta situación se suma el hecho que lo realizará con su equipo YPFB 01 de capacidad de 1500 HP (caballos de fuerza) de potencia. El proyecto Itaguazurenda se encuentra entre las áreas Boyuibe y Ovaí.
La Muela-X1
El objetivo de la propuesta geológica de perforación del pozo La Muela-X1 (provincia Obispo Santisteban) es conocer la parte inferior del Carbonífero, formación Tupambi, su comportamiento como reservorio y su capacidad para almacenar hidrocarburos, cita una nota de prensa.

Planta Río Grande ahorró al Estado $us 218,3 millones

La planta separadora de líquidos Río Grande, de Santa Cruz, generó un ahorro al Estado de $us 218,3 millones con la eliminación de la subvención al Gas Licuado de Petróleo (GLP).
Con la explotación comercial de Río Grande, el complejo cubre la totalidad de la demanda interna de GLP y el Estado dejó de importar ese combustible.
“El mayor beneficio es haber conseguido la eliminación de la subvención e importación de GLP estimada en $us 218,3 millones que fueron ahorrados al Estado desde el inicio de operaciones de la planta que hoy cumple dos años al servicio de todos los bolivianos”, informó el vicepresidente nacional de Operaciones de YPFB, Gonzalo Saavedra, sostiene un informe de la petrolera estatal.
ingresos para el país
El beneficio económico acumulado que a la fecha generó la Planta de Separación de Líquidos Río Grande, en favor del Estado boliviano, sobrepasa los $us 316 millones.
De este monto total, $us 38,2 millones provienen de la exportación de GLP en el mercado interno y $us 19,1 millones proceden de la venta de gasolina.
YPFB destinó el 74,8% de la producción de GLP de Río Grande para cubrir la demanda interna mientras que el excedente cuantificado en 59.588 Toneladas Métricas (TM) (25,2% de la producción) se destinó a cubrir los compromisos de exportación asumidos con los países vecinos.
La planta ubicada en el municipio de Cabezas, provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz, procesa 200 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) de gas natural, para producir 365 Toneladas Métricas Día (TMD) de GLP, 190 barriles por día (BblsD) de gasolina estabilizada, y 440 BblsD de isopentano.
El complejo hidrocarburífero es parte del plan estratégico que impulsa YPFB Corporación.

EN TARIJA: Preparan Figas para noviembre



El coordinador del Foro Internacional del Gas (Figas), Miguel Zabala, informó que el evento está previsto para el 11,12 y 13 de noviembre de 2015.

La temática que será abordada es la exploración y alternativas de energía para Bolivia. Se contará con la presencia de expertos en ambas temáticas.

miércoles, 23 de septiembre de 2015

Ducto Colpa-Warnes ampliará 7 veces transporte de gas

La ampliación del Gasoducto Colpa-Warnes permitirá transportar hasta 115,3 millones de pies cúbicos (MMpcd) de gas natural para atender la creciente demanda del energético en el norte integrado de Santa Cruz, informó ayer YPFB.
Hasta ahora sólo permite transportar 16 MMpcd de gas natural como límite y YPFB Transporte inició esta semana las obras de la extensión.
"El nuevo gasoducto permitirá transportar este volumen que representa siete veces más que la línea Derivada Gasoducto Colpa Mineros y de esa manera atender la creciente demanda de gas natural en Warnes, Montero y Mineros, zona de gran crecimiento industrial y doméstico”, indicó el gerente general de YPFB Transporte, Cristian Inchauste.
Hasta agosto pasado, el abastecimiento de gas natural hacia el sector de Warnes, Montero y Mineros en el norte de Santa Cruz se realizaba solamente mediante la línea Derivada.
La capacidad del nuevo gasoducto, de 115,3 MMpcd, permitirá generar energía eléctrica a la nueva Termoeléctrica de ENDE Andina en Warnes, que fue entregada el lunes.
También atenderá el suministro al Parque Industrial Latinoamericano (PILAT), así como el requerimiento industrial, comercial y doméstico, lo que permitirá proveer energía eléctrica y así mantener el ritmo de crecimiento económico en el norte integrado de Santa Cruz.
"La ampliación responde al requerimiento del sector industrial, comercial, doméstico, estaciones de Gas Natural Vehicular y, principalmente, del sector termoeléctrico y el nuevo Parque Industrial”, añadió Inchauste.
La construcción del gasoducto, de 16 kilómetros de longitud y 16 pulgadas de diámetro, incluye la ejecución en el trazo de un cruce dirigido (por debajo) del Río Piraí.
Los trabajos concluirán en abril de 2016 con una inversión de 12,5 millones de dólares, provenientes de YPFB Transporte.

Potosí busca recursos para explorar gas

La gobernación de Potosí gestiona recursos económicos ante el Ministerio de Hidrocarburos y Energía para ejecutar proyectos de exploración de gas natural en la provincia Modesto Omiste, que ayudará a diversificar los ingresos económicos de la región.
En el marco del plan “agresivo de exploración de hidrocarburos”, la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) realizan estudios de prospección en zonas denominadas no tradicionales para encontrar más reservas de gas.
El gobernador de Potosí, Juan Carlos Cejas, informó a Cambio que solicitaron a la cartera de Hidrocarburos y la petrolera estatal, la ejecución de estudios de exploración de reservas de hidrocarburos en la región.
“Nosotros tenemos algunos indicios preliminares de contar con reservas de hidrocarburos en la provincia Modesto Omiste, en la frontera con Argentina”, sostuvo Cejas.
Por el momento se intensificaron proyectos de exploración de hidrocarburos en las zonas denominadas tradicionales que comprende los departamentos de Tarija, Chuquisaca, parte de Cochabamba y Santa Cruz.
Potosí se caracteriza por ser un departamento minero, sin embargo, con los estudios preliminares se espera confirmar la presencia de hidrocarburos en ese departamento.
Inversión regional
El ministro de hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, informó que el Gobierno incrementó la inversión hidrocaburífera de $us 100.000 a $us 28 millones desde 2005 en Potosí.
Señaló que este año se prevé invertir $us 24 millones en diversos proyectos hidrocarburíferos y gas a domicilio.

Llega gasoducto al Norte Integrado

La construcción del nuevo Gasoducto Colpa – Warnes permitirá transportar hasta 115,3 millones de pies cúbicos (MMpcd) de gas natural para atender la creciente demanda del energético en el Norte Integrado de Santa Cruz.

“El nuevo gasoducto permitirá transportar este volumen que representa siete veces más que la línea Derivada Gasoducto Colpa Mineros (DGCM) y de esa manera atender la creciente demanda de gas natural en Warnes, Montero y Mineros, zona de gran crecimiento industrial y doméstico”, indicó el gerente general de YPFB Transporte, Cristian Inchauste.

Hasta agosto de 2015, el abastecimiento de gas natural hacia el sector de Warnes, Montero y Mineros en el norte de Santa Cruz se realizaba solamente mediante la línea DGCM. Este gasoducto alcanzó su límite de capacidad de transporte de 16 MMpcd, debido al crecimiento de la demanda del área de influencia de este ducto.

La capacidad del nuevo gasoducto permitirá generar energía eléctrica a la nueva termoeléctrica de Ende Andina en Warnes que fue entregada este lunes, atenderá el suministro de Gas Natural al Parque Industrial Latinoamericano (Pilat), así como la creciente demanda industrial, comercial y doméstica, lo cual permitirá, en última instancia, brindar la energía para lograr el ritmo de crecimiento económico en el norte integrado de Santa Cruz. “La ampliación responde a requerimientos del sector industrial, comercial, doméstico, estaciones de Gas Natural Vehicular y, principalmente, del sector termoeléctrico y el nuevo Parque Industrial Latinoamericano”, añadió Inchauste.

martes, 22 de septiembre de 2015

La OPEP espera una mayor demanda conforme se desacelera la producción de esquisto

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) espera una demanda mayor de lo prevista para su petróleo el próximo año, conforme los bajos precios comienzan a frenar la producción de los productores con altos costos, como las compañías estadounidenses productoras de petróleo de esquisto.

El cártel de producción ahora espera que la demanda para su crudo supere los 30 millones de barriles por día en 2016, un aumento de aproximadamente 1 millón de barriles por día en comparación con el presente año, conforme su estrategia de mantener los niveles de producción y presionar a los proveedores no pertenecientes a la OPEP señales de estar funcionando.

Las revisiones sucedieron después de que la Agencia Internacional de Energía (AIE) (el organismo que asesora a los Gobiernos occidentales en materia de política energética) dijo que la política de "no recortar" la producción de la OPEP finalmente estaba ganando fuerza.

Sin embargo, la OPEP no fue tan lejos como la AIE, la cual afirmó que el colapso de los precios del petróleo le ha puesto un freno a la industria del esquisto estadounidense, y que un repunte en producción en los próximos meses parece improbable.

"La producción de petróleo estadounidense ha mostrado señales de desaceleración. Esto podría contribuir a una reducción del desequilibrio de los fundamentos del mercado petrolero; sin embargo, aún está por ver en qué medida se puede lograr esto en los meses venideros", dijo la OPEP, con sede en Viena, en su informe mensual.

La OPEP ahora espera que la producción estadounidense de esquisto crecerá solamente en 50.000 barriles por día para el próximo año, desde una cifra de 450.000 barriles por día este año.

En general, ahora se pronostica que el suministro estadounidense promedie 13,8 millones de barriles por día en 2015 y 14 millones de barriles por día en 2016, cifras modificadas a la baja por 100.000 y 200.000 barriles por día, respectivamente.

El grupo espera que el suministro total de los países no miembros de la OPEP se incremente en 160.000 barriles por día en 2016 hasta un total de 57,6 millones de barriles por día, una marcada reducción en comparación con el crecimiento de 880.000 barriles por día que ha registrado en 2015, llevando el suministro hasta 57,4 millones de barriles por día.

En cuanto a la demanda, la OPEP dijo que los precios más bajos han impulsado el consumo, el cual ahora prevé que crecerá hasta casi los 1,5 millones de barriles por día en 2015, una revisión al alza de aproximadamente 84.000 barriles por día.

Esto lleva la demanda hasta los 92,8 millones de barriles por día este año.

"A pesar del moderado crecimiento económico, datos recientes muestran una demanda mejor de la esperada en los principales países consumidores. Esto está siendo impulsado principalmente por los precios más bajos del petróleo," dijo la OPEP.

A pesar de una revisión a la baja de 50.000 barriles por día del crecimiento del año 2016 hasta los 1,3 millones de barriles por día, lo cual lleva la demanda hasta los 94,1 millones de barriles por día, la OPEP espera que la demanda para su crudo promedie 30,3 millones de barriles por día (un aumento de casi 200.000 barriles por día en comparación con los estimados del mes pasado conforme se reduce la producción ajena al cártel).

Esto sugiere que el cártel mantendrá su política de dejar que los bajos precios del petróleo frenen la producción de los rivales no pertenecientes a la OPEP en su batalla por la cuota de mercado.

Según fuentes secundarias como analistas y consultores, la producción total de petróleo crudo de la OPEP promedió 31,54 millones de barriles por día en agosto, un aumento en comparación con los 31.53 millones de barriles por día el mes previo.

La OPEP está produciendo muy por encima de su "techo" de producción de 30 millones de barriles por día.

Teniendo en cuenta datos proporcionados a la OPEP por Arabia Saudita, el reino produjo 10,3 millones de barriles por día en agosto. Aunque esa cifra representa una disminución de casi 100.000 barriles por día en comparación con la cifra de julio, el mayor productor de la OPEP y líder de facto ha producido más de 10 millones de barriles por día durante los seis meses pasados.

La narrativa de "más bajos durante más tiempo" ha prevalecido en los mercados petroleros a medida que los precios bajaron a casi 42 dólares por barril, su nivel mínimo en seis años y medio, para el crudo Brent, de referencia internacional.

Desde entonces, los precios han repuntado hasta aproximadamente 47 dólares por barril y los especuladores le apuestan más a que el Brent suba. La posición larga neta que mantienen los inversionistas aumentó en 27.798 contratos a 168.458 lotes en la semana hasta el 8 de septiembre, la mayor cantidad en un mes, según la Bolsa Intercontinental de Mercancías.

Los operadores también están comenzando a anticipar mayores precios para el próximo año. La prima para los contratos de Brent para entrega dentro de un año se ha incrementado hasta más de 8,50 dólares por barril desde menos de 4 dólares en julio. Eso podría alentar a más operadores a almacenar el petróleo hasta que se recuperen los precios.

"Se está volviendo evidente que no sólo la reacción positiva de la demanda, sino la reacción negativa del suministro han sido subestimadas", dijo Carsten Fritsch de Commerzbank.

Debate sobre explorar Tariquía se acentúa y UD-A pide información



El debate sobre explorar Tariquía para buscar hidrocarburos se hace cada vez más intenso en el departamento de Tarija. En esa línea, los asambleístas de la bancada de Unidad Departamental Autonomista (UD-A), presentaron ayer una nota a la presidencia de la Asamblea Legislativa Departamental de Tarija,

pidiendo que se gestione la presencia del presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Guillermo Achá, con el fin de que se de a conocer los argumentos jurídicos que respaldan esa exploración.
El presidente de la bancada UD-A, Freddy Castrillo, expresó que una vez que se haga conocer las razones técnicas y el marco legal que tiene este anuncio del Gobierno, “que intervendría el único pulmón verde que le queda al departamento”, será posible generar un espacio de concertación, para que tanto autoridades como instituciones departamentales asuman una postura fundamentada.
“De manera expresa queremos comunicarle a la población la preocupación que tenemos sobre este tema –dijo Castrillo- creemos que es importante generar consensos a nivel departamental, no podemos priorizar en este momento el posible beneficio económico que pueda tener el departamento contra el tremendo daño ambiental que podamos causarle, no solamente a la reserva sino a la población en su conjunto”.
La asambleísta del Movimiento Al Socialismo por la provincia Arce, Dina Aparicio, manifestó que mientras las autoridades departamentales se pronuncian rechazando la exploración, en Padcaya, que es donde está parte de la reserva, las autoridades comunales ratifican su apoyo a la disposición del Gobierno.
Según dijo, el apoyo es unánime, debido a que la necesidad de desarrollo persiste, por ello señaló que el Comité Cívico y otros actores políticos no deben intentar frenar la exploración, sin ni siquiera conocer el lugar. Considera que quienes tienen potestad sobre el tema son los habitantes del lugar, quienes viven en una postergación solamente porque Tariquía es una reserva.
A su tiempo, el diputado nacional por el Movimiento Al Socialismo (MAS), Ignacio Soruco, insistió en que Tarija tiene que estar tranquila, en sentido de que la tecnología ha evolucionado en cuanto a prospección, por lo que aseguró que el impacto será el menor posible. Agregó que ya se hizo una primera prospección aérea en la reserva.
“Ahora también hay que ver que en este lugar –expresó Soruco-, en parte de esta reserva sobre todo en los bordes, existe potencialidad muy grande en el tema de tres potenciales megacampos, que son Sunchal, Astillero y San Telmo, con una posibilidad de producir aproximadamente 4.38 trillones de metros cúbicos de gas, pero también de 100 millones de barriles de petróleo”.
El diputado remarcó que como autoridades serán cuidadosos en el procedimiento legal que implican las leyes ambientales, por lo que aseguró que cumplirán la consulta previa con las comunidades, haciendo conocer que el área de afectación será mínima.
Sobre ese punto, el activista ambiental, Alfredo Colque, afirmó que la exploración petrolera afectaría a 150 mil hectáreas de 256 mil que tiene la reserva de Tariquía. Lamentó que el Gobierno haya creado normas, como el Decreto 2366 que autoriza la exploración en áreas protegidas, el decreto 2400 que modifica el reglamento ambiental para el sector Hidrocarburos, ampliando los límites máximos de contaminación.
El presidente del Comité Cívico, Julio Pizarro, señaló que se prepara un recurso de inconstitucionalidad para las leyes que aprueban los trabajos en la reserva, Manifestó que el tema precisa que la sociedad se pronuncie cuando se los convoque.

Comunidades de la reserva se reunirán sobre el tema

El presidente del Comité de Gestión de Tariquía, Limborio Méndez, manifestó que los dirigentes de las 23 comunidades ya coordinan un encuentro general. Pese a haber posiciones encontradas. Dijo que la realidad es que la mayoría de los habitantes viven prácticamente aislados, por lo que el encuentro será convocado la primera semana de octubre, donde los dirigentes establecerán las prioridades de desarrollo que plantearán ante las autoridades de sus municipios.

Búsqueda de petróleo en La Paz

Durante años se habló mucho de que La Paz tenía petróleo en el norte y otros lugares, sin embargo, nunca las fuentes oficiales quisieron confirmar en los diferentes gobiernos cuánto conocían al respecto.

“Hoy se confirma que La Paz tiene un megacampo de petróleo y gas, que puede ser explotado durante décadas por la cantidad que está mostrando las imágenes”, aseguró el exparlamentario de Tarija, Walberto Gareca, lo que sonó a predicción hace un par de años.

“Efectivamente hay gas y petróleo y según el estudio que realizó esta empresa rusa-boliviana, se puede concluir que Beni y Pando tendrían más regalías que Tarija y Chuquisaca y La Paz, junto a Pando y Beni que Chuquisaca, Tarija y Santa Cruz juntas, tal vez cinco veces más de ingresos”, estimó Gareca.

PRIMER INDICIO

“El primer indicio es Lliquimuni, donde sí se encontrará petróleo y es parte del megacampo que tiene La Paz”, aseveró. “Es por eso que debió hacerse la perforación con tecnología de punta, ya que no podemos errar con el método sísmico. Cada intento cuesta alrededor de 150 millones de dólares y se puede perder la inversión que es de los bolivianos”.

Explicó, entonces, que algunos métodos se tiene un margen del 90% de seguridad de la existencia de hidrocarburos en la zona.

ORURO Y POTOSÍ

Por otra parte, el mapeo petróleo realizado por la empresa ruso-boliviana Pandsher-Alcor revela que los departamentos de Oruro y Potosí tienen importantes reservorios de petróleo y gas, que hasta el momento no se conocían con certeza.

En Potosí, las reservas posibles se encuentran localizadas en la provincia Modesto Omiste. En ambos departamentos los estudios muestran gigantescos bolsones, que -al igual que en Lliquimuni al norte de La Paz- deben ser sometidos a un estudio exploratorio para determinar su valor comercial.

Ambos departamentos podrían desarrollar proyectos de búsqueda del energético, aunque –por la proporción– son más pequeños respecto del posible megacampo de La Paz en Lliquinuni. El excongresista tarijeño, Walberto Gareca, proporcionó imágenes de las áreas de interés petrolero tanto en el departamento de La Paz como de Oruro y Potosí.

Señala que el potencial de ambos campos petroleros y de gas podría superar los 200 TCF (Trillones de pies cúbicos de gas natural) o tal vez más y esto puede determinarse a costos más reducidos con la tecnología del Geo-scanner que detenta la mencionada empresa, en opinión de Gareca.

Sin embargo el ingeniero geólogo Daniel Centeno Sánchez, en una publicación de 2007 titulada "1000 TCF", señala que la cuenca del Subandino Sur donde se encuentran los mayores pozos petroleros como Margarita, Sábalo y San Alberto, prueban la existencia de otras estructuras geológicas en la Cuenca del Subandino Norte donde está localizado Lliquimuni, que explica que la probabilidad de encontrarse los denominados megacampos sería elevada.


Norte de La Paz puede iniciar era petrolera: Encuentran hidrocarburos en el pozo Lliquimuni


ÁREA DE PERFORACIÓN DEL POZO LLIQUIMUNI. GALERÍA(3)
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La exploración petrolera en Lliquimuni dio resultados positivos y según informes proporcionados a EL DIARIO, el pozo que perfora Petroandina SAM contiene hidrocarburos. Los resultados son alentadores, ahora resta saber el valor comercial del hallazgo. Fuentes vinculadas al sector señalaron que será necesario realizar más perforaciones para conocer el verdadero potencial del hallazgo. Según fuentes oficiales, el anuncio será realizado por el presidente Evo Morales, en ocasión del 20 de octubre, día de la fundación de la ciudad por Alonso de Mendoza.

POTENCIAL

El potencial de Lliquimuni, todavía no se conoce, por lo que se deberán perforar más pozos para tener una idea de la dimensión del yacimiento. El descubrimiento muestra signos positivos, pero todavía en volúmenes deben ser cuantificados. Por el momento, se descarta que tenga el mismo potencial de los megacampos de San Alberto o Margarita, debido a que sólo se perforó un pozo; para tener un detalle más exacto, por lo menos, deberán perforar 4 a 5 más, señalaron especialistas consultados por este matutino..

La empresa YPFB Petroandina SAM empezó con la perforación del pozo Lliquimuni Centro X1 (LQC-X1), en diciembre de 2014, tras siete años de retraso; el potencial pozo productor está ubicado en el norte del departamento de La Paz. El trabajo de perforación contó con un equipo de 2.000 HP (caballos de fuerza), y se informó que la profundidad era llegar a 3.897 metros.

ANUNCIO

A mediados de septiembre, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sänchez, informó que la perforación llegó 3.200 metros, y que en octubre brindarían más información sobre los trabajos de la empresa.

De acuerdo a estudios preliminares, en el lugar habría la presencia de 50 millones de barriles de petróleo y un trillón de pies cúbicos de gas natural.

INICIO

El desafío exploratorio de la estatal petrolera, a través de su subsidiaria YPFB Petroandina SAM, se inició en 2009 con la ejecución de 1.087 km de levantamiento sísmico 2D en el área de Lliquimuni, la más grande ejecutada en el país a la fecha. Luego de procesados e interpretados los datos adquiridos, se determinó el prospecto exploratorio Lliquimuni Centro X1, proyecto que se está ejecutando en la actualidad.

La empresa Sinopec International Petroleum Service Ecuador S.A. Sucursal Bolivia es la encargada de operar el equipo de perforación, cuyo montaje demandó el desplazamiento de personal especializado, quienes realizaron las conexiones complementarias y las pruebas correspondientes.



INVERSIÓN

Sánchez informó que en octubre o los primeros días de noviembre se conocerán los resultados de la exploración en el pozo localizado en el norte de La Paz. A la fecha la inversión en los trabajos alcanzaba aproximadamente a $us 47 millones, casi estaría agotado el financiamiento señalado en el plan de inversiones de YPFB.

El reservorio fue ubicado por la empresa estatal en 2006, demoró 8 años hasta que se efectivice y en este tiempo se gastaron casi $us 100 millones en sismología, para definir la ubicación del pozo, según Carlos Miranda, exautoridad del sector, señalaba en su artículo Más Allá de Lliquimuni, publicado en su página web de ANF.

PRUEBAS

Sánchez dijo que entre octubre o principios de noviembre, de la presente gestión, se realizaría la “prueba de producción” del pozo petrolero Lliquimuni, para confirmar o no la existencia de gas y crudo en esa región.

De acuerdo a entendidos en la materia, al margen del potencial en esa zona, de ser atractivo el hallazgo, sería el inicio de la exploración en áreas no tradicionales de parte de YPFB. El ingreso a zonas protegidas muestra la intención del Gobierno de acelerar la búsqueda de hidrocarburos.

Otra muestra de esa decisión es el inicio de trabajos de exploración en la parte norte de Pando, río Madre de Dios y también en Beni.

lunes, 21 de septiembre de 2015

Surtidores mantendrán la venta de garrafas

El director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Gary Medrano, anunció que continuará la venta de garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en las estaciones de servicio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) a escala nacional, pese a que pasó la época de invierno en el país.
“La decisión responde a la espectacular respuesta de la gente para adquirir este insumo de las estaciones de servicio”, señaló.

La ANH autorizó la venta de GLP en estaciones de servicio el 19 de mayo pasado, con motivo del ingreso de la época de invierno, que eleva el consumo de este producto entre un 12% y 15% a escala nacional.
“Vienen meses calientes y no sé si va a ser necesario que se venda en estaciones de servicio privadas. De todas maneras se va a mantener la venta de GLP en estaciones de servicio de Yacimientos. Si hace falta incidir más se lo va a hacer", anunció.

El precio de la garrafa en estas estaciones es la misma que la de los carros autorizados: Bs 22,50. Son 51 estaciones de servicio con las que cuenta YPFB en todo el país/ANF

Cochabamba recibe 3,7% del total de las regalías


Cochabamba recibió el 3,7 por ciento de los 308,57 millones de dólares que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) pagó por concepto de pago de regalías, en el primer semestre, según el boletín estadístico de la estatal petrolera.

El mayor monto por Regalía Departamental tuvo como destino Tarija con 202,59 millones de dólares que equivale al 65,65 por ciento del total nacional, región en la que se encuentran los principales megacampos gasíferos del país. Santa Cruz recibió 58,08 millones de dólares y Chuquisaca 36,39 millones, con lo que Cochabamba queda en el último lugar en la asignación.

Como regalía nacional compensatoria, la estatal petrolera desembolsó 18,70 millones de dólares para Beni y 9,35 millones de dólares para Pando.

El director de la Secretaría de Hidrocarburos de la Gobernación, Óscar Covarrubias, explicó que los datos más recientes que dispone su unidad señalan que, al primer cuatrimestre, el departamento recibió 32,7 por ciento menos por regalías en comparación con el mismo periodo de 2014. Hasta abril pasado, se recaudó 7.098 millones de dólares por regalías frente a los 10.547 millones de 2014.

En cuanto a los ingresos por el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), informó que la reducción fue de 27,98 por ciento.

Hasta abril pasado el departamento recibió 40.083 millones de bolivianos frente a los 55.660 millones de 2014.

Los recursos del IDH se destinan a proyectos en salud, educación y caminos. La semana pasada, el secretario de Planificación de la Gobernación, Filemón Iriarte, dijo que se precisan 150 millones de dólares adicionales para cumplir con proyectos comprometidos entre 2014 y 2016, pero sólo se refirió a los proyectos concurrentes con el Gobierno.

Según datos de la Secretaría de Hidrocarburos de la Gobernación, Cochabamba recibe regalías por concepto de hidrocarburos líquidos, gas natural y Gas Licuado de Petróleo (GLP).

El cálculo se realiza en función de si la producción va destinada al mercado interno o al mercado externo. En el caso de Cochabamba, se calcula únicamente en función al precio del mercado interno.

De acuerdo con lo previsto en el contenido del Decreto Supremo 29528, se establece el pago de regalías dentro de los 90 días de finalizado el mes de producción sobre la base de los montos determinados en el último Informe de Liquidación de Regalías emitido por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

Control

El Sistema de Adquisición de Datos, Supervisión y Control (Scada) de YPFB permite realizar el monitoreo en tiempo real, vía satelital, de los campos de producción de hidrocarburos.

La Gobernación de Cochabamba destinó 216.463 bolivianos para poder integrar al sistema la conexión de los 54 pozos hidrocarburíferos del departamento. El objetivo es controlar el volumen.

domingo, 20 de septiembre de 2015

En la Cuenca de Tarija se puede descubrir hasta 25 TCF de gas

La Cuenca de Tarija, conformada por el Subandino Sur, Pié de Sierra y el denominado Antepaís del Chaco, tiene potencial para aportar entre 14 y 25 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas a las reservas del país, según los estudios efectuados no sólo en territorio nacional, sino también en campos argentinos y paraguayos unidos a ésta por las mismas estructuras geológicas.
Poco más de la mitad de la superficie de Bolivia (52,2 %), que equivale a 572.741 km cuadrados está compuesta por cuencas sedimentarias, que son áreas con importante potencial para producir hidrocarburos, líquidos o gaseosos; y, de ellas, el 40 % corresponde a la Cuenca de Tarija (observe el gráfico).
"Si vemos los más de 570.000 km cuadrados de Bolivia, divididos en las distintas provincias geológicas, notamos que la actividad de exploración y desarrollo se centralizó en el Subandino Sur y el Pie de Sierra, que representan menos del 20 % del total de cuencas sedimentarias de Bolivia; son 105.000 km cuadrados aproximadamente”, explica el geólogo Carlos Enrique Cruz.
El profesional tiene 30 años de experiencia en varias compañías petroleras, liderando equipos multidisciplinarios para la generación de prospectos, definición de planes exploratorios e identificación de oportunidades de negocios en el rubro de los hidrocarburos.
Cruz afirma que la Cuenca de Tarija tiene un gran potencial exploratorio debido a la existencia de muchas trampas estratigráficas. Éstas son estructuras geológica o rasgos estratigráfico capaces de retener hidrocarburos, pues se producen por un aumento de la permeabilidad de la roca almacén o roca madre.
El potencial de la Cuenca de Tarija, según el geólogo, cobra más relevancia porque "aún permanece inexplorada”.
Los Monos y Lochkoviano
Cruz tuvo la oportunidad de hacer estudios de geoquímica a más de mil muestras de rocas de pozos y afloramiento y más de 35 muestras de hidrocarburos líquidos y gaseosos de la Cuenca de Tarija. Esos análisis permitieron definir los sistemas petroleros y la madurez de las rocas madres de la mencionada cuenca, que son fundamentales para comprender cómo es la carga de los principales reservorios.
Todo ello permitió también determinar que en el norte de Argentina y en el Subandino de Bolivia, Los Monos es la principal roca madre y tiene la madurez térmica suficiente para generar hidrocarburos. Los Monos es una estructura geológica que recorre gran parte del territorio boliviano, está presente en el Subandino Norte y en el Subandino Sur y llega hasta Argentina.
Cabe señalar que el potencial de esa roca madre cambia en la zona de Santa Cruz de la Sierra, los hidrocarburos proceden de una roca más antigua, denominada Lochkoviano.
El historial exploratorio en estas dos rocas madres tiene altibajos. En el caso del Lochkoviano, hubo un gran impulso a fines de la década de los 50 y principios de los 60, cuando empezaron los descubrimientos, pero luego -durante casi 40 años- las actividades quedaron estáticas y sin crecimiento.
En Los Monos, los primeros descubrimientos fueron a fines de los años 70, en los campos del Río Pilcomayo, cerca a Villamontes. Hasta que, a fines de los 90, se produce un gran salto con los campos del Subandino Sur que dan como resultado el desarrollo de campos como Margarita. "En los últimos 10 años parece que se hubiera estancado un poco”, asevera Cruz.

Dificultades en exploración
En su exposición magistral en el VIII Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía, el geólogo argentino hizo una comparación entre la madurez exploratoria boliviana y la argentina.
Ese país avanzó mucho en la exploración, sobre todo de la Cuenca de Neuquén y de la del Golfo San Jorge, por lo tanto se consideran cuencas maduras. "Pero, la Cuenca Austral tiene poca exploración y tiene un promedio de un pozo exploratorio cada 100 km cuadrados; en la Cuenca de Tarija hay un pozo exploratorio cada 800 km cuadrados”, manifiesta Cruz.
La situación es dramática si se observa las provincias geológicas Subandino Norte, Beni y Madre de Dios, donde en promedio hay un pozo de exploración por cada 10.000 km cuadrados.
Tras ese análisis, Cruz considera que "la Cuenca de Tarija está aún más inmadura que la cuenca Austral de Argentina, que es la menos explorada, mientras que las otras tres caen allá, olvidadas completamente”.
"La densidad de pozos exploratorios y la madurez exploratoria de Bolivia indican un gran potencial de producción de hidrocarburos”, concluye el geólogo. Para él, a pesar de que el Subandino Sur tiene fuerte riesgo geológico al definir la ubicación de las trampas estratigráficas, aplicar análisis de sistemas petroleros permitiría discriminar los yacimientos y así hacer una revisión de reservas y recursos por descubrir.

El gas boliviano en el futuro de Brasil y Argentina

Debido a la incertidumbre sobre el incremento de producción de gas en Bolivia y a la cada vez más creciente competitividad del mercado del Gas Natural Licuado (GNL), las proyecciones e inversiones de Brasil y Argentina apuestan más por incrementar sus compras de ese recurso, que a subir sus importaciones de gas boliviano.
"Bolivia no ha acompañado el crecimiento de Brasil y éste ha dirigido su mirada a suministrarse con GNL”, dice Marco Tavares, experto en hidrocarburos y presidente del consejo administrativo de la consultora en temas de energía Gas Energy, una institución con sede en Brasil y con presencia en toda Latinoamérica.
Asimismo, del lado argentino, el economista especializado en energía Pablo Givogri argumenta que "los requerimientos de importaciones de Argentina son crecientes en la medida que no se incorpore la producción de reservas de petróleo y gas no convencionales a la oferta doméstica”. De tal forma que "hoy la importación representa el 27% del consumo nacional, la cual se distribuye entre la importación de Bolivia y del GNL”.
Ambos especialistas participaron como expositores en el VIII Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía, que se llevó a cabo en la ciudad de Santa Cruz en agosto. Allí, por separado, explicaron cómo se pinta el panorama futuro de esos dos mercados en los que hoy el gas boliviano tiene participación.
Brasil y su empuje al GNL
Brasil pasa por una crisis en su sector eléctrico; ha pasado dos años muy complicados en términos de energía eléctrica, con la falta de desarrollos de reservorios, la caída de las reservas; lo cual ha obligado a que se proyecte una entrada masiva de planes de energía eólica. "Hemos visto claramente que Brasil necesita incrementar sí o sí fuertemente sus capacidades de generación termoeléctrica”, asevera Tavares.
Los despachos de las centrales termoeléctricas brasileñas se han vuelto constantes y al parecer eso no reducirá. "La entrada de mucha energía eólica a futuro y muchas plantas hidroeléctricas necesitará ser complementada con gas”, argumenta el experto.
Según la consultora Gas Energy, prácticamente hoy Brasil no tiene oferta de gas para el sector industrial, pues ésta se mantiene en los mismos niveles de volumen desde 2007. Esto puede ser visto como un problema de competitividad, pero los expertos lo ven sobre todo como un gran problema de oferta. "No hay oferta firme nueva para el sector industrial en Brasil”, alega el especialista.
El sector eléctrico representa una oportunidad muy importante para el gas en el sector industrial, pero hoy ese suministro no procede propiamente del gas boliviano. Esto porque los planes que había en 2002 de ampliar o duplicar el gasoducto que une Bolivia con Brasil se anularon, como resultado Brasil necesitó instalar tres terminales de GNL para regasificar y proveer su mercado interno.
La capacidad de estos tres terminales es de 42 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd), es decir, casi 50% más de lo que Bolivia le vende. Se trata de un mercado que sería naturalmente de Bolivia, pero que no se dio con el pasar de los años, por lo cual Brasil tuvo que importar más GNL.
De acuerdo con datos oficiales, los volúmenes de GNL que importa Brasil llegan 24 MMmcd; significa que recibe en sus terminales casi la misma cantidad que Bolivia le vende. En los años pasados, ese país pagó por el GNL precios bastante caros, como son los del mercado spot. Sin embargo, algunos de esos contratos hoy están cambiando a otros más firmes, ya que la competitividad del GNL es creciente.
A diferencia de lo que sucedía en el pasado, en la actualidad es posible conseguir contratos a largo plazo para la compra de ese hidrocarburo y de a poco el precio que Brasil paga por él está llegando a igualar al del gas de Bolivia.
Cuando Brasil comenzó a importar GNL en 2010, pagaba por él cerca de seis dólares por cada millón de BTU (unidades térmicas británicas). En el transcurso de los años este precio fue fluctuante y en la actualidad media entre ocho y 10 dólares por millón de BTU (MMBTU).
El precio del gas natural boliviano para Brasil, en el cuarto trimestre de 2014, registró un valor de 8,40 dólares por MMBTU. Por la variación del precio del barril de petróleo WTI, bajó a 7,15 dólares por MMBTU en el primer trimestre de 2015 y llegó a 5,72 dólares por MMBTU a mediados de 2015.
"La competencia es otro tema importante que Bolivia debe atender, porque hoy la contratación de GNL a largo plazo está muy competitiva, hay bastante mercado”, asegura Marco Tavares.
"Brasil está esperando señales de cómo Bolivia aumentará sus reservas. Hoy no la vemos ni con capacidad de lograr un plano de inversiones importante”, lamenta Tavares. Nuestro país tiene planes de industrialización del gas y para usarlo en la generación de energía a partir de las termoeléctricas, con visión de exportación, además hasta 2019 y 2030, respectivamente, debe cumplir sus compromisos con Brasil y Argentina.
"Por ello, de 2019 para adelante nos preocupa qué preferencia dará Bolivia a los contratos que tiene hoy; es una incertidumbre en el balance de oferta y demanda de Brasil por el comportamiento de Bolivia como productora de gas y como participante de ese proceso de crecimiento de mercado que Brasil tendrá”, dice el experto.
Argentina y el GNEA
Argentina también tuvo que recurrir al GNL para proveerse, pero su posición de importador nato tuvo un quiebre en 2013, con la incorporación de reservas. Este año Argentina paga un precio promedio de 11 dólares por MMBTU por el GNL, mientras que el gas boliviano le cuesta 7,2 dólares por MMBTU.
"Hoy la importación de Argentina representa el 27% del consumo nacional y se distribuye entre importación de Bolivia y de GNL”, indica el especialista argentino Pablo Givogri.
La zona de Vaca Muerta, donde hoy ya existe producción de gas no convencional (shale gas) alberga a 360 pozos de shale gas y shale oil. Las actividades en esa área han detenido la caída de la producción en la cuenca del Neuquén.
Argentina tiene un potencial de 802 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas y, según estudios de la consultora Rider Scott, 75 TCF pueden proceder de Vaca Muerta con calidad comercial, éstos representan seis veces las reservas probadas de ese país. "Es un número importante, estamos hablando de 50 a 60 años de producción segura de Argentina”, denota Givogri.
Sin embargo, con la consolidación de los planes del Gasoducto del Noreste Argentina (GNEA), el panorama de mercado para el gas boliviano cobra relevancia, en caso de que aumente su producción de gas. Es un proyecto que inició en 2004 y que el Gobierno argentino implementa desde el año pasado; toma gas de Bolivia, pues se interconecta con el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) que llega de Yacuiba a Campo Durán.
El GNEA pasará por las provincias de Salta, Formosa, Chaco, Santa Fe, Corrientes, Misiones y llegará a un nodo en el centro sur de Santa Fe, que se interconectará con el sistema actual. Con este plan, Argentina podría llegar a comprar de Bolivia hasta 60 MMmcd, es decir, 44 MMmcd más de la actual importación. En 2017, cuando Bolivia planea contar con cerca de 17 TCF de reservas probadas, Argentina podría demandar más de 80 MMmcd.

La duda, según Givogri, es si podrá el gas de Bolivia responder a la creciente demanda de sus mercados y de los planes de industrialización y venta de energía , además de su consumo interno.

Características de los contratos de Bolivia

El contrato Gas Supply Agreement (GSA), entre Bolivia y Brasil, se selló el 16 de agosto de 1996 en Río de Janeiro, y establece un volumen mínimo de compra de 24 millones de metros cúbicos día (MMmcd) y un máximo de entrega de 30,08 MMmcd. Si se incluye el "gas combustible” de 1,5 MMmcd, el país debe enviar 31,5 MMmcd cuando Brasil lo solicite.
Además, el 18 de agosto de 2014, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Petróleo Brasileiro (Petrobras) firmaron un contrato interrumpible adicional al contrato GSA, para la venta de 2,24 MMmcd más de gas natural hasta 2016, con destino a la termoeléctrica de Cuiabá.
En mayo, el encargado de negocios de ese país, Tobar da Silva, informó que el nuevo contrato de exportación de gas entre Bolivia y Brasil sería renegociado en el segundo semestre de esta gestión, debido a que el vigente finaliza en 2019.
El contrato de compraventa de gas natural entre YPFB y Enarsa fue suscrito en 2006 y tiene una duración de 21 años, del 1 de enero de 2007 a 2026. El convenio establece el envío de un volumen inicial de 7,7 MMmcd durante los tres primeros años, que podría incrementar en función de las ampliaciones de gasoductos entre ambos países, hasta alcanzar un volumen de 27,7 MMmcd. Ese nivel se mantiene hasta la finalización del contrato.
El 26 de marzo de 2010 se suscribió la primera adenda al contrato que entró en vigencia el 1 de mayo de ese año. Establece "volúmenes mínimos de recepción y entrega de forma obligatoria e incluye cláusulas de garantías comerciales (de pago y de entrega)”.

Venta de GLP en surtidores resultó exitoso

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) destacó los resultados del nuevo mecanismo de venta de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en los surtidores de las estaciones de servicio privadas y de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación), porque permitió mantener a la población abastecida del combustible durante la época de invierno que es cuando sube la demanda del producto.
El director ejecutivo de la entidad reguladora, Gary Medrano, manifestó que cada año en el periodo de invierno, la demanda de GLP se incrementa en alrededor del 15%, por lo que para esta gestión se decidió implementar la comercialización del combustible en los surtidores de combustibles.
“Esa medida de vender GLP, de vender garrafas, en las estaciones de servicio a servido de forma espectacular para pasar este invierno, no hubo ninguna queja”, remarcó el ejecutivo de la ANH.
Medrano añadió que ahora que se ingresó al periodo de invierno y que mejoró el clima, se analizará si aún es necesario la venta del GLP en las estaciones de servicio del sector privado, aunque remarcó que se mantendrá esta comercialización del producto en los surtidores de propiedad de YPFB.
El gas licuado es considerado un combustible muy especial, dijo el director de la ANH, porque su uso está principalmente destinado a los hogares, a “las amas de casa”.
En este sentido, Medrano indicó que si se requiere incidir en la venta del combustible en los surtidores se lo hará, todo con la finalidad de que el producto no falte a la población y sea de fácil acceso.

El comercio entre Bolivia y Argentina depende del gas



La venta de gas natural a la República Argentina y el incremento de los volúmenes que se exportaron en los últimos años ocasionaron que este recurso se constituya en fundamental para la relación comercial de los dos países, que deja saldos comerciales favorables para Bolivia. En 2014 este beneficio significó la suma de 800 millones de dólares,a pesar de la caída de los precios internacionales de los hidrocarburos en el último año.

Sin embargo, fuera del gas natural, el resto de los productos de exportación no alcanzaría ni a los 70 millones de dólares por año. De esto, el banano se constituye en el principal producto y alcanza un 50 por ciento de este total. Esto debido a que se constituye en el 30 por ciento del banano que consume el vecino país.
En cuanto a los productos que importa Bolivia de Argentina, el sector industrial tiene una importante demanda, pues en 2014 se importaron 700 millones de dólares deesos productos. En general, la provincia de Buenos Aires es el principal exportador a Bolivia con el 58 por ciento, Salta es la segunda con el 15 por ciento, principalmente por la venta de diesel, luego le sigue Santa Fe con el 13 por cientoy otras con menores porcentajes.
El País eN conversó en exclusiva con Enrique Ávila, presidente de la Cámara de Comercio Argentino Boliviana (Ccabol), institución que desde hace 73 años fomenta actividades para consolidar las relaciones comerciales entre Bolivia y Argentina, estudiar las leyes respecto del intercambio comercial e industrial, promover el vínculo argentino-boliviano y facilitar el turismo entre ambos países.
Ávila afirma que “son más las cosas que nos unen de las que no separan como países limítrofes”, y que hay una historia en común que a través del comercio se busca revitalizar.Según afirma, el empresariado argentino ve a Bolivia como un país atractivo, lleno de perspectivas futuras.
“En los últimos años Bolivia dio un salto espectacular en su vida económica y con la actual administración del presidente Morales, vemos quehoy es una sorpresa ante el mundo, al ser uno de los países con mayor crecimiento en América Latina.Hay muchas cosas que tenemos que empezar a aprender de lo que se está haciendo hoy en Bolivia,” afirma.
El gas natural se constituye en el principal producto que explica el crecimiento del comercio entre los dos países y que a pesar del precio internacional, el mismocontinuará creciendo porque se pretende llegar a los 27 millones de metros cúbicos por día, que permitiría un mayor abastecimiento al norte argentino que tiene un déficit energético.
El presidente de Ccabol afirma que es importante pensar las relaciones comerciales entre los dos países fuera del gas, por ejemplo abastecer de rubros como la industria, agricultura o tecnología que Bolivia compra de otros países como China o Estados Unidos, y que Argentina está en condiciones de ofrecerle a Bolivia.
Por el lado boliviano, asegura que muchos de los productos que Bolivia exporta a otros países que tienen un mercado importante en Argentina, con productos agrícolas como el café o textiles como los hilados de llama y alpaca, pueden abrirse un gran mercado en territorio argentino.
Sobre este punto, Ávila invitó a los empresarios bolivianos a agarrar las valijas con su producto y viajar y contactar a sus pares argentinos, pues considera que es la única forma de abrir mercados. “Cuando dos empresarios se encuentran, seguro que algún negocio aparece”, finaliza.



Complementarse para avanzar en el comercio

El embajador de Bolivia en la república Argentina, Liborio Flores, afirma que siempre se tienen perspectivas para llegar a mayores acuerdos comerciales con importación de productos que requiere Bolivia como maquinaria agrícola, vehículos automotores o derivados del trigo. Y, por el lado de las exportaciones,abrir nuevos mercados para productos bolivianos manufacturados con un mayor valor agregado y así fortalecer la venta de gas y la concreción de la venta de energía eléctrica.
Entre los trabajos de investigación que realizó la Cámara de Comercio Argentino Boliviana (Ccabol), junto a la Cooperación Andina de Fomento (CAF), se vislumbró que para la profundización del comercio bilateral entre Argentina y Bolivia hay muchos aspectos que no se ven y se deben mejorar para profundizar las perspectivas de las ofertas y demandas originadas en ambos países.
El presidente deCcabol, Enrique Ávila señala que en varios rubros se puede empezar a buscar una complementariedad entre lo que Argentina puede comprar, vender y en qué se puede asociar para que Bolivia pueda desarrollar su industria y aprovechar las ventajas arancelarías que tiene en diferentes mercados, como por ejemplo la unión europea, donde tiene liberado el arancel para más de 700 productos.
Para Ávila, la industria textil podría ser un punto de partida donde Bolivia tiene muy buena mano de obra y aporta con telas derivadas de los camélidos. Mientras que por el lado argentino se cuenta con toda la tecnología para ofrecer desde insumos hasta maquinaria y tecnología, y ver de qué manera la cadena de producción puede convertirse en una integración de los dos países.
En el campo de la agricultura,el empresario propone que las empresas Argentinas pueden ser empresas proveedoras de servicios en Bolivia, en la extensión de la producción del trigo por ejemplo, proveyendo maquinarias agrícolas, implementos, semillas, fertilizantes, asistencia técnica y todos los insumos necesarios para este cultivo. Esto podría también aprovecharse en otros cultivos como la soja, el girasol o el maíz, que también podrían trabajarse en forma conjunta.
Ávila advierte que para continuar ampliando el comercio, desde la cámara están apoyando que sus afiliados puedan resolver conflictos relacionados con los costos del transporte, pero también, cuando son productos perecederos como el banano o hay problemas que también tienen que ver con la falta de infraestructura fronteriza adecuada para los controles.
“Hace años que seguimos hablando de temas de control unificados en las fronteras para que el camionero no tenga que estar haciendo trámites en diferentes lugares. Yo dije las primeras bolsas de cemento las pago yo, pero se debe empezar y hay muchas cosas que se pueden hacer para trabajar” sostiene.
Para Ávila también se mejoraría el comercio y abaratarían costos si se tuviera el tren conectado entre la Provincia de Salta y Santa Cruz de la Sierra, que por problemas en vías y puentes ferroviarios de lado argentino no se pueden trasladar hacia el oriente boliviano, que tiene el tren hacia la frontera. Igualmente, reconoce que son necesarias bodegas para productos como medicamentos que deben ser trasladados por vía área y por esta falencia deben ser llevados a países vecinos antes de llegara a La Paz.



Después del gas, el banano se exporta

La exportación de banano a Argentina superan los $us6 millones de cajas por año, y el año 2014 Argentina le compró a Bolivia alrededor de 35 millones de dólares de banano y este año llegará a cerca del 40 millones de dólares, siendo el producto más importante después del gas.
Antes, el banano que se consumía en argentina era de origen brasileño y en estos últimos años procede en primer lugar del Ecuador y en segundo lugar del chapare boliviano, que abastece cerca del 30 por ciento del consumo interno argentino.
Los empresarios de ambos países trabajan para optimizar la logística y evitar que el banano se estropee en el camino al ser un producto perecedero. Reconocen que además de abaratar costos de transporte y embalaje, muchas veces regresan vacios sin mercadería a Bolivia, porque manifiestan que de esta forma se podrán ir sumando los volúmenes de venta de este producto.

Petróleo: Corren las apuestas, unos ven un precio bajo y otros, uno alto



Las previsiones de la banca de inversión mundial son dispares. La más influyente Goldman Sachs no es optimista y habla de la opción de que el precio del crudo se desplome incluso hasta 20 dólares el barril, según la cotización de Texas. Otras dos, Barclays PLC y Robobank, estiman que este año podría cerrar con precios de hasta 63 y 54 dólares, respectivamente.

En junio del año pasado, el precio del barril de petróleo (WTI) superaba los 100 dólares. Hoy, ronda los $us 45 y el pesimismo a corto plazo se apodera de los mercados. Lo curioso es que las previsiones varían y mientras algunos hablan de un probable descenso a 20 dólares, otros dicen que este 2015 podría cerrar en 54 o, incluso, 63 dólares el barril.

Bolivia es uno de los afectados por tan significativa reducción debido a que su economía aún depende, en gran medida, de las ventas del gas natural a países importadores.

De acuerdo con las últimas previsiones de Goldman Sachs, la inversora más influyente en el mercado de materias primas, no sería descabellado pensar en una caída del precio del crudo hasta 20 dólares.

Solo dos meses fueron suficientes para el desplome, de 60 a 40 dólares, que ha puesto en alerta al mundo. La oferta de los países productores, principalmente de Arabia y del Golfo, continúa siendo excesiva y se prevé que el sobreabastecimiento se mantenga incluso en todo el 2016.

En contrapartida, la desaceleración china no da lugar a un futuro promisorio en este sentido, porque su demanda consecuentemente bajará. A fines del año pasado, el ministro del Petróleo de Arabia Saudita, Ali al-Naimi, adelantó que no importaba si el crudo se cotizaba en 20, 40 o 60 dólares, en alusión a que solo les preocupa no perder mercado frente a sus competidores.

De caer a los 20 dólares que se habla por estos días, estaría en el mismo nivel de finales de 2001 y principios de 2002,cuando tocó los 17 dólares por barril.

Los optimistas
El portal web de El Financiero de México cita dos casos de optimismo respecto al comportamiento del mercado del petróleo. Uno es el de Barclays PLC, compañía de servicios financieros con sede en Londres, que en su última estimación, del 21 de agosto, veía el precio del crudo cerrando el año en 63 dólares. Menos fiado, aunque de todos modos optimista, se mostró Rabobank con una previsión de 54 dólares.

De todos modos, “estamos viendo una enorme volatilidad en los mercados del petróleo y de las materias primas en general. Está ligada a la situación en China, pero también hay un elemento de especulación financiera”, dijo a EFE hace algunos días David Elmes, jefe de la Red de Investigación Global en Energía de la Universidad británica de Warwick.

La reacción de la OPEP
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) redujo su estimación para el crecimiento de la demanda de petróleo en 2016.

Se negó a reducir el bombeo, buscando recuperar su cuota de mercado al desacelerar la elevada producción en Estados Unidos y en otros países que fueron alentados por su antigua política de mantener los precios en cerca de $us 100.

“Pese al moderado crecimiento económico, datos recientes mostraron una demanda de crudo mejor a la esperada en los principales países consumidores”, dijo la OPEP en su reporte mensual.

“Al mismo tiempo, la producción de crudo de Estados Unidos ha mostrado señales de desaceleración. Esto podría contribuir a una reducción en el desequilibrio de los fundamentos del mercado petrolero, no obstante, aún está por verse a qué nivel se puede alcanzar esto en los próximos meses”, agregó.

La situación de Bolivia
Álvaro Ríos Roca, experto en hidrocarburos, informó el mes pasado que de junio de 2014 a junio de 2015, los precios para la exportación a Brasil se redujeron de 8,75 a 6,45 dólares por millón de BTU (MMBTU), es decir en 26%; y para Argentina cayeron mucho más, pasando de 10,14 a 6,43 dólares por MMBTU (37%). Los precios de gas de exportación de Bolivia a Brasil y Argentina están vinculados al precio de los derivados del petróleo.
Ríos prevé en unas estimaciones que hizo entonces para Página Siete que, al menos por un par de años, los precios no superarán fácilmente la barrera de los 60 a 70 dólares.

Para El Nacional de Caracas, Boris Gómez, consultor privado, escribe que “el gas natural y sus agregados seguirán siendo el principal pilar de la economía boliviana por los próximos 100 años... El gas va a diversificar su industria (en valor agregado) generando mayores inversiones pero jamás dejará de ser importante”.

David Elmes - Jefe Univ. británica de Warwick
"También hay un elemento de especulación financiera"

CLAVES

China
Economía influyente
La influencia de la economía china se hace cada vez más evidente. A las dudas de los mercados asiáticos se debieron, en gran parte, las constantes variaciones del precio del petróleo, de acuerdo con sus cotizaciones Brent (Londres) y Texas.

OPEP
Sobreabastecimiento
Los analistas coinciden en que el camino más directo para la recuperación de los precios sería la merma de la producción, por parte de los países de la OPEP. Pero Arabia, al menos, ha adelantado que no detendrá el bombeo.

EEUU
Enquisto
La producción de petróleo de enquisto en Estados Unidos sufrirá una brusca caída el próximo año como resultado del desplome de los precios del crudo, según las predicciones de la Agencia Internacional de la Energía.

Bolivia
Dependencia
La economía boliviano todavía registra una elevada dependencia de los precios internacionales del petróleo, sobre los cuales se calculan los precios de venta del gas de exportación a Brasil y Argentina.

Ingresos
Reducción
Entre junio de 2014 y junio de 2015, los precios para la exportación a Brasil decayeron en 26%. Los que corresponde a la venta de gas a Argentina cayeron en 37%, según cifras reveladas el mes pasado por el experto Álvaro Ríos.

sábado, 19 de septiembre de 2015

ANH confiscó 500.000 litros de combustible

Desde enero, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) decomisó alrededor de medio millón de litros de combustible, entre gasolina, diésel y gas licuado de petróleo (GLP) de contrabando.

El director ejecutivo de la ANH, Gary Medrano, informó ayer que el combustible pretendía destinarse a uso ilegal, como el contrabando. “Estamos alrededor del medio millón de litros, entre diésel, gasolina y GLP, todo lo convertimos a una sola cantidad en esta gestión”.

Según Medrano, la principal herramienta para detectar el desvío de combustible para fines ilegales, es el programa informático B-Sisa, que permite identificar los lugares donde existe consumo “sospechoso” de combustibles como el diésel, gasolina o GLP.

Precisó que el uso ilegal de combustible se concentra más en las fronteras con Brasil y Perú, y los límites con Paraguay, Argentina o Chile, que son muy sensibles al contrabando. “Estamos educando a la población, muchos de nuestros operativos no son de interdicción, sino son de comunicación y de información a la gente”, explicó.

Asimismo, los representantes de la Autoridad Jurisdiccional Minera (AJAM), de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y de la Agencia para el Desarrollo de las Macrorregiones y Zonas Fronterizas (Ademaf) comunicaron ayer que una acción conjunta con autoridades peruanas identificó 18 barcazas que explotaban de forma ilegal el oro y ocasionaban un grave daño ambiental en las riberas del río Madre de Dios.

El ejecutivo de la ANH dijo que en este operativo se incautaron 6.200 litros de diésel para el funcionamiento de las barcazas. Tras el operativo, hay una persona detenida de nacionalidad boliviana.

ANH: se mantendrá venta de GLP en estaciones de servicio de YPFB

El director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Gary Medrano, anunció que continuará la venta de garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en las estaciones de servicio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) a nivel nacional, pese a que pasó la época de invierno.

La decisión responde a la "espectacular" respuesta de la gente para adquirir este insumo de las estaciones de servicio, señaló Medrano.

La ANH autorizó la venta de GLP en estaciones de servicio el 19 de mayo pasado, con motivo del ingreso de la época de invierno, que eleva el consumo de este producto entre un 12 por ciento y 15 por ciento a nivel nacional.

"Vienen meses calientes y no sé si va a ser necesario que se venda en estaciones de servicio privadas. De todas maneras se va a mantener la venta de GLP en estaciones de servicio de Yacimientos, de la empresa estatal. Si hace falta poder incidir más se lo va a hacer", anunció Medrano.

El precio de la garrafa en estas estaciones es la misma que la de los carros autorizados: 22,5 bolivianos. Son un total de 51 estaciones de servicio con las que cuenta YPFB a nivel nacional, donde se podrá adquirir el GLP.

YPFB construyó infraestructura anexa a las estaciones de servicio para la venta de GLP, a fin de que no afecte a sus operaciones normales. Se trata de estructuras metálicas que permiten el almacenaje de 200 a 300 garrafas para su comercialización, señala un comunicado de prensa de la estatal petrolera.

Medrano precisó que la demanda de GLP a nivel nacional es de aproximadamente 118 mil garrafas diarias.

La mayoría de las ventas se concentran en La Paz (40 mil garrafas), Santa Cruz (35 mil) y Cochabamba (22 mil).

Asosur Surtidores piden subir precio de combustible

La Asociación Nacional de Surtidores (Asosur) pidió el incremento de la comisión de venta de combustibles líquidos (gasolina y diésel), sin afectar al consumidor final para el pago del doble aguinaldo de fin de año. La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) confirmó que se estudia esta posibilidad, aunque no existe un tiempo definido para fijar los nuevos márgenes.

La gerente general de Asosur, Susy Dorado, explicó que la comisión que perciben las estaciones de servicio por la venta de litro de gasolina es de 0,22 centavos, de un precio de Bs 3,74. La comisión por litro de diésel es de 0,18 centavos, de un precio de Bs 3,72.

“El objetivo es que nosotros como estaciones de servicio de Bolivia podamos cumplir con el doble aguinaldo. En el caso que no podamos llegar a un consenso (con la ANH) va a ser imposible cumplir esta medida”, informó Dorado./ANF

YPFB tendrá más recursos para este año

El proyecto de Ley de Modificaciones al Presupuesto 2015 se aprobó en grande y en detalle en la Cámara de Diputados. La norma contempla un presupuesto adicional consolidado de 2.443,3 millones de bolivianos, que representa un incremento del 1,1 por ciento, pero además autoriza al Banco Central de Bolivia (BCB) otorgar recursos de crédito a favor de YPFB para la construcción de la planta de propileno y polipropileno por 13.880,3 millones de bolivianos.

viernes, 18 de septiembre de 2015

Bolivia no percibe 1.271 millones de dólares por bajón del gas

Dos expertos del sector plantean diversificar las exportaciones. Economistas sugieren planificar el PGE de 2016 con un precio de $us 45 el barril de crudo

La inestabilidad en el precio internacional del petróleo intermedio de Texas (WTI), que ayer subió un 4,01% y cerró en $us 45,95 el barril -sin lograr superar la barrera de los $us 50-, hace sentir su impacto en el país. Los precios de exportación del gas natural hacia Brasil y Argentina siguen en caída. De diciembre de 2014 a julio de 2015 hay una disminución de ingresos de $us 1.271 millones.

Según datos del Instituto Nacional de Estadística (INE) y del Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE), los ingresos por la exportación de gas natural en siete meses de 2015 sumaron $us 2.427,4 millones, en cambio el año pasado llegaron a 3.698,8 millones. El descenso es del 34,4%.

El precio de exportación de gas a Brasil, en el cuarto trimestre de 2014, registró un valor de $us 8,40 el millón de BTU (Unidad Térmica Británica, valor de energía). Por la variación del precio del barril de petróleo WTI, el gas boliviano bajó su precio a $us 7,15 el millón de BTU, en el primer trimestre, y llegó a $us 5,72 en junio, es decir, cayó un 31,9%.

Los precios de exportación de gas natural a Brasil son calculados y aplicados de forma trimestral, conforme a lo estipulado en el contrato suscrito con Petrobras (GSA). El precio de venta a Argentina descendió de $us 9,91 el millón de BTU en diciembre de 2014 a $us 6,08 en junio de la presente gestión, lo que representa una caída del 38,6%. El precio de exportación hacia Argentina en el primer trimestre de 2014 fue de $us 10,16 el millón de BTU.

La disminución preocupa a analistas energéticos, gobiernos locales y sectores sociales que prevén una mayor reducción de sus recursos.



Diversificar exportaciones

El analista energético Álvaro Ríos dijo que los precios del petróleo han caído cerca del 50% en los últimos 18 meses y ello impacta en los precios del gas de exportación de Bolivia.

"Esta dinámica por el rezago en la fórmula continuará este año y el 2016. Lo que tenemos que prever es qué pasará si esta situación va más allá y si tenemos precios bajos en 5 años más y cómo nos amarramos los cinturones y diversificamos las exportaciones con valor agregado para compensar", agregó.

José Luis Parada, asesor general de la Gobernación de Santa Cruz y José Alberti, presidente del Colegio de Economistas de Santa Cruz, sugieren que el Gobierno sea realista y planifique el presupuesto 2016 en base a un precio de $us 45 el barril de petróleo.

El ministro de Economía, Luis Arce Catacora, estimó que las exportaciones caerán hasta $us 3.000 millones respecto a 2014. Sin embargo dijo que la economía seguirá creciendo.



La región no está blindada

En criterio del consultor en temas energéticos Boris Gómez, la economía latinoamericana no está blindada. "Ningún país del hemisferio está fuera del ventarrón que la baja de precio del barril/petróleo ocasionará en sus economías. Bolivia no puede ser la excepción. Hay mucha oferta (mucha producción de Arabia y países del Golfo, incluida Rusia)", señala.

Detalló que es una realidad que la caída de los precios del petróleo crudo afectan a las ventas de gas natural boliviano porque contractualmente el precio del hidrocarburo está relacionado al petróleo (fijados trimestralmente). Cedla. Industrias Extractivas y Energía.

YPFB recupera su rol como operador y alista la perforación del pozo Itaguazurenda X3

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos inició las actividades de perforación del Pozo Itaguazurenda X3 (ITG-X3), el presidente en Ejercicio, Álvaro García Linera participó de la inauguración de las obras civiles del camino y planchada del pozo exploratorio en el municipio de Charagua, Santa Cruz.

“Quisiéramos venir o el presidente o yo para iniciar la perforación del pozo para el 21 de diciembre. Si encontramos gas va a beneficiar a Charagua, a la TCO, pero también vamos a beneficiar a otros municipios y departamentos porque ahora (el gas) es de los bolivianos”, manifestó García Linera.

El presidente de YPFB, Guillermo Achá, destacó los acuerdos arribados con las comunidades y TCOs del área donde primó el entendimiento y el diálogo, debido a que en un posible desarrollo del proyecto se necesitará de al menos 3 pozos adicionales, los cuales se ejecutarán en el marco de la Consulta y Participación de los pueblos originarios.

“El pozo donde ahora vamos a perforar es en propiedad privada no había necesidad de consulta. Vamos a perforar otros dos pozos alrededor que están en la TCO, ahí vamos hacer la Consulta”, añadió García Linera.

De acuerdo con los datos de la estatal petrolera, en base a la interpretación realizada se definió la localización actual del pozo ITG-X3 a la profundidad de 2.500 metros con objetivo primario en las areniscas de la formación Iquiri y objetivos secundarios las formaciones Chorro y Tupambi, con la expectativa de recuperar 112 billones de pies cúbicos (BCF) de gas en un proyecto de al menos 20 años de vigencia.

“Se decidió pasar de la fase conceptual del proyecto a la ejecución del mismo, siendo una decisión histórica ya que este proyecto de perforación será el primero ejecutado íntegramente por YPFB de manera posterior a la Nacionalización de los Hidrocarburos y refundación de la empresa”, sostuvo el ejecutivo de YPFB.

El Directorio de YPFB autorizó las actividades de exploración relacionadas al Pozo ITG-X3 que será encarado por la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación de la estatal petrolera. En función a la normativa que rige, se obtuvo por parte del Directorio de YPFB el apoyo y autorización de los procesos de servicio de construcción de obras civiles, supervisión de obras civiles, servicios asociados a la perforación, registración para el pozo y servicios de completación y pruebas para el Pozo ITG-X3.

El proyecto Itaguazurenda se encuentra entre las áreas denominadas Boyuibe y Ovaí, las cuales están ubicadas en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz. La Zona de ubicación del proyecto ha sido objeto de trabajos exploratorios entre los años 50 y 80 tanto por YPFB como por otras compañías petroleras las cuales realizaron adquisición procesamiento e interpretación de una extensa red de líneas sísmicas 2D y trabajos de perforación exploratoria.

BCB dará Bs 13.880 MM para planta de propileno

El Proyecto de Ley de Modificaciones al Presupuesto General del Estado, de 2015, autoriza al Banco Central de Bolivia (BCB) otorgar un crédito extraordinario de hasta Bs 13.880 millones a favor de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
El ministro de Economía y Finanzas Públicas, Luis Arce Catacora, explicó que el objetivo del préstamo es financiar la construcción de la planta de Propileno y Polipropileno.
“Esta es la parte más relevante de nuestro proyecto de ley, recursos de crédito interno a favor de YPFB para la construcción de la planta de Propileno y Polipropileno, con la finalidad de consolidar el proceso de industrialización”, indicó.
El Gobierno prevé iniciar la instalación de la planta industrial en 2016, en el marco del proceso de industrialización del gas natural.
Este emprendimiento, sumado a otros, permitirán generar ingresos adicionales al Estado.
Por otra parte, Arce Catacora indicó que el proyecto de ley también prevé facilitar a los gobiernos departamentales el acceso a recursos, mediante un fideicomiso, para financiar proyectos de inversión pública que cuenten con recursos externos, cuyo monto inicial llega a Bs 3.180 millones, a partir de la promulgación de la norma.
Remarcó que este fideicomiso no tiene relación con la caída de las materias primas a nivel internacional.
“El fideicomiso no tiene relación con la baja del precio del petróleo, la economía del país no depende de eso”, dijo.
Arce Catacora explicó ayer el proyecto de ley en la Cámara de Diputados que contempla un presupuesto adicional consolidado de Bs 2.44 millones, que representa un incremento del 1,1% respecto al PGE inicialmente aprobado para esta gestión.
Los diputados aprobaron ayer la norma que ahora será analizada en la Cámara de Senadore

En Tarija el Programa GNV ya no convertirá motores a Diesel



El programa tarijeño de reconversión de Gas Natural Vehicular (GNV), ya no convierte motores diesel a GNV, por lo que al momento solamente realiza conversiones de vehículos a gasolina, mientras que se realizan las gestiones ante el Ministerio de Hidrocarburos, para poder obtener una autorización que les permita reasumir las competencias de conversión a diesel.

Según explicó el secretario de Justicia de la Gobernación, Yamil García, acorde al Decreto Supremo 1244, el programa GNV de Tarija no debe llevar adelante más conversiones de motores diesel, por lo que la Gobernación tiene que ajustarse a las normas, y respetar las fuentes de financiamiento, que en este caso corresponden al Gobierno, mediante la Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural Vehicular (EEC-GNV).
García ejemplificó que si un grupo de beneficiarios quiere acceder a la conversión de un motor diesel, a la Gobernación le correspondería generar las condiciones para que los solicitantes puedan cumplir con mencionado reglamento, empero subrayó que para ello será necesario que se implemente un plan a nivel departamental, lo que implica que los beneficiarios deberán organizarse.
Para ello, el funcionario explicó que el Ministerio de Hidrocarburos tiene representación en el departamento de Tarija, donde podría gestarse un plan, como el proyecto piloto encarado en Santa Cruz que autorizó la conversión de 400 vehículos de diesel a GNV. García recordó que el decreto data del 2012, y el programa GNV puede constituirse en una instancia gestora, e intermediar para que las entidades competentes realicen las conversiones.
El director del programa de Gas Natural Vehicular (GNV), Javier Zenteno, a su tiempo aseguró que se realizan trámites con el Ministerio de Hidrocarburos para poder consolidar en Tarija la autorización que permita proseguir con las conversiones de motores diesel, lo que implicaría una erogación adicional de 34 centavos a la carga final por parte de de los propietarios de vehículos de este tipo.
En ese contexto, Zenteno señaló que “se podría decir que se está queriendo absorber el programa departamental”, pero ya que el Gobierno también está trabajando en las autonomías, esperan llegar a un buen puerto con el Ministerio competente y la Autoridad Nacional de Hidrocarburos (ANH), tomando en cuenta las reuniones a las que asistieron en La Paz, para lograr hasta fin de año tener las autorizaciones, y así poder continuar con las conversiones de motor diesel el 2016.
Asimismo Zenteno interpretó que la Ley 3802, promulgada por el Presidente, para que la Gobernación pueda financiar, el proyecto de transformación de todo el parque automotor del departamento a Gas Natural Vehicular (GNV), está vigente y tiene jerarquía sobre el Decreto Supremo 1344. “Esto del programa GNV es un conquista del transporte sindicalizado, de la Federación 15 de Abril. No todo está dicho, se pude tomar cualquier decisión desde la instancia nacional, que claro se respeta, pero estamos dispuestos a coordinar”, agregó.
El Decreto 1344 establece que la EEC-GNV es la única entidad competente a nivel nacional para realizar conversiones de vehículos de motor diesel. La implementación del programa GNV, significó un impacto social económico tuvo efectos en la subvención a los hidrocarburos, como en las tarifas de los vehículos de servicio público departamental, reduciendo además de alguna manera el impacto ambiental.
Inaugurado el 2009, el programa realizó hasta la actualidad 18.751 conversiones, de las cuales al menos el 30 por ciento fueron de motores diesel, convertidos antes de emitirse el decreto.

Vaticinan problemas por cese de conversiones

El ejecutivo de la Federación del Autotransporte 15 de Abril, Roberto Estrada, indicó a nivel nacional la conversión de motores diesel no está funcionando, y Tarija no es la excepción por lo que se tendrán problemas “que explotarán tarde o temprano”. Ya que existe mucha demanda de parte de los beneficiarios que no han sido atendidas, por lo que instó a la Gobernación a cambiar al director y la metodología de trabajo, en sentido de que los recursos que se tienen por el fondo rotatorio no solo corresponden Cercado, sino a las demás provincias.